La Nation - Hebdomadaire Algérien

Numéro 101

Edition du 01 au 07 Mai 2013



Le scandale du gaz.

L’ALGERIE, 5ème EXPORTATEUR GAZIER, MAIS DES « CALCULS D’EPICIER » EN GUISE DE POLITIQUE GAZIERE

Ali Kefaifi
Mardi 14 Février 2012

Ce rude épisode hivernal, marqué par la neige et le grand froid, a mis en évidence l’imprévoyance et l’impréparation des pouvoirs publics de manière générale. Mais les souffrances, et les troubles, liés à la non-disponibilité du gaz butane renvoient à un défaut de vision plus grave que la mauvaise gestion sur laquelle il vient se greffer.
Ce que Chakib Khelil a fait pour le pétrole, deux ou trois « épiciers/ vendeurs de gaz » vont-ils le rééditer pour cette ressource (le Gaz Naturel) que la nature a généreusement conçu il y a 200 millions d’années ?
Dans cet article nous tenterons d’expliquer pourquoi l’Algérie n’a pas su exploiter cette mine d’or qu’est le Gaz Naturel. Les responsables du secteur énergie avaient leurs pieds en Algérie mais leur tête à l’étranger( Rio de Janeiro, Vienne, Doha, Washington, New-York, Tunis, Kef), d’où la primauté accordée à l’exportation( vendre, vendre, vendre…) sur l’espace intérieur ( pétrochimie, consommation des ménages, chauffage des populations du monde rural et des montagnes). Aggravée par le règne de la cooptation cette politique d’exportation tous azimuts( en fait de la vulgaire vente de gaz) ne se soucie ni de l’alimentation des villages en GN ni de la création d’emploi dans des secteurs comme la pétrochimie, les engrais, les aliments pour le bétail, l’acier, le rond à béton, les textiles, les pneumatiques etc.



I. ASPECTS TECHNICO-ECONOMIQUES DE L’INDUSTRIE DU GAZ NATUREL (GN) :

Le Gaz Naturel, comme le pétrole, a été formé, il y a plusieurs centaines de millions d’années, à partir des plantes et animaux marins, enfouis pendant des millions d’années sous divers sédiments. Le GN, ressource non renouvelée et non renouvelable, comprend essentiellement du méthane(CH4), avec d’autres composants hydrocarbures (éthane, propane, butane) et des matières non hydrocarbures (azote, soufre, gaz rares tel l’hélium, etc.).
Le scandale du gaz.

- Le Gaz Naturel (GN) : GN Conventionnels et Gaz non-conventionnels

Le GN est recherché pour sa capacité calorifique (source d’énergie) et pour ses composants chimiques (matières premières pour les industries chimiques, pétrochimiques, engrais, métallurgiques, etc.). Le gaz naturel du champ d’Hassi R’Mel a le pouvoir calorifique le plus élevé dans le monde, donc le plus cher, soit environ 42 000 kJ/m3 ; à l’opposé, le gisement de Groningue aux Pays-Bas produit un gaz à faible pouvoir calorifique, soit environ 35 000 kJ/m3 et, à volume égal, donne donc 20% de chaleur de moins que celui de Hassi R’Mel.

Caractéristiques de quelques gisements de gaz naturel : les compositions sont données en % en volume:

  Frigg
(Mer du Nord)
Lacq
(France)
Urengoï
(Russie)
Hassi R'Mel
(Algérie)
Groningue
(Pays Bas)
Réserves initiales récupérables (109 m3) 230 240 6 200 2 000 2 000
Profondeur minimale (m) 110 3 300 1 100 2 200 3 000
Méthane (%) 95,7 69,2 98 83,5 81,3
Éthane (%) 3,6 3,3-3,6   7,9 2,9
Propane (%) 0,04 1,0-1,2   2,1 0,4
Butane (%) 0,01 0,6-0,9   1,0 0,2
Diazote (%) 0,4 0,6 1,2 5,3 14,3
Dioxyde de carbone (%) 0,3 9,3 0,3 0,2 0,9
Sulfure d'hydrogène (%) - 15,3 - - -
Pouvoir calorifique du gaz commercialisé (kWh/m3) 11,6 11,2 env 10,8 env 11,3 env 9,2
 
Selon les conditions de pression et de chaleur ,donnant lieu à la fameuse fenêtre thermique durant une centaine de million d’années, le résultat des transformations d’il y a plus de 100 millions d’années pouvait donner lieu à du GN seul (Gaz dit sec) ou du GN associé à du condensat equivalent au naphta (Gaz dit mixte) ou à du pétrole surmonté de GN (gaz dit associé) ou, enfin à des gaz dits non conventionnels.

Les 4 types de Gaz non-conventionnels nécessitent des techniques spécifiques, plus coûteuses et dommageables sur le plan environnemental et vis-à-vis des ressources hydriques. Les gaz de schistes (shale gas), qui sont contenus dans des argiles, dont l’exploitation a commencé avant celle du pétrole (1850), mais relancée depuis le développement récent (après 1980) utilisant le forage horizontal associé à la fracturation hydraulique. Les tight gas, contenus dans des réservoirs très peu poreux et très peu perméable, gaz de houille, qui est adsorbé sur les charbons. Les hydrates de méthane, mélange d’eau et de méthane, gisant dans les fosses.

- Utilisations du GN

Le tableau d’échanges suivants, décrivant les flux domestiques de consommations énergétiques montrent la singularité du GN par rapport aux 4 autres sources d’énergie (pétrole, charbon, nucléaire, renouvelable dont essentiellement l’énergie hydraulique). En dehors du secteur du transport, l’utilisation du GN se partage de manière équilibrée entre les différentes utilisations (génération d’électricité, ménages/commercial, industrie, soit respectivement 30%,34% et 33 %). Cependant, depuis la baisse du prix du GN, les USA s’engagent dans la filière GNC/NGV avec l’utilisation du GN, d’où une situation où le gaz devient omniprésent pour tous les secteurs d’utilisation, et ce, de manière équilibrée. Parmi les 5 sources d’énergie, le GN constitue la première source d’alimentation du secteur industrielle et près de la moitié de ses besoins (41 %).
Le scandale du gaz.

Les 3 marchés régionaux : USA, UE, Asie

L’analyse des prix, historiques et futurs, des prix des régions Asie et UE, montre que l’Asie évolue vers des prix plus élevés qu’aux USA, mais ce marché nous est fermé par manque de compétitivité, surtout par rapport aux nouvelles usines de GNL moins coûteuses qu’en Algérie (Qatar, Australie, etc.). Le modèle UE est un modèle mixte (USA, Asie) ou, en dehors des gazoducs, nous subissons la concurrence des pays du GCC, du Nigéria et de Trinidad. Les USA, un marché rééquilibré, futur Price maker. De 1980 à 2000 les prix en tête de puits, proches des coûts, avoisinaient les 2,5 $ / milliers cf. (2,45 $/ MBtu). Durant, la précédente décennie, l’insuffisance de l’offre domestique du marché américain a poussé les prix vers le haut, tirés par les puits marginaux. Ces prix ont ainsi grimpé jusqu’à 7,5 $/ M Btu, puis, sous l’effet de la soudaine hausse des productions de gaz de schistes, ont baissé vers un plateau de 3 $/M Btu. Ainsi le GN produit en tête de puits ne coûte généralement pas cher, ce qui n’est pas le cas pour les gaz non conventionnels (off-shore, gaz de schiste). On se demande :
  • Pourquoi aller aujourd’hui chercher du gaz offshore et du gaz de schiste (JV Sonatrach-ENI) qui coûtera 7 à 10 $/MBtu, alors que l’on a pour 60 ans de GN (et plus) à 0.2 $/M Btu ?
  • Le prix du GN US était insignifiant depuis 1930 jusqu’en 1970, tel un sous-produit, puis de l’ordre de 2 $ / M Btu durant les décennies ’80 et ’90. Ceci qui explique le pourquoi du problème algérien avec El Paso en 1978 (1986 : El Paso >Duke Energy >Anadarko ???)
Le scandale du gaz.

Scénario d’évolution du prix du gaz :

En $ constant, le scénario de base du modèle retient un prix évoluant entre 3 et 5 $ / Mbtu pour cette décennie puis évoluant entre 5 et 7 $ /M Btu pour la prochaine décennie.
Si ces hypothèses étaient sûres, ce qui est possible pour celles venant de EIA, alors les décisions du MEM, prises en solo, (quel contrôle ?) sur le gaz de schiste, risquent de foirer avec un coût probable supérieur à 10 $/MBtu (cf. études OIES Oxford)
Le scandale du gaz.

L’UE, marché naturel du GN algérien,

En 2010, l’UE a importé 759 Gm3 de gaz dont 54 Gm3 d’Algérie. L’Algérie voit ses parts relatives de marché passer au Qatar (36 Gm3 en 2009 puis 54 Gm3 en 2010), le Nigéria (12 Gm3 en 2009 puis 18 Gm3 en 2010). En 2010 (IEA OCDE), les exportations mondiales de GN ont atteint 808 Gm3, l’Algérie se situant en 5èmè place avec 55 Gm3, derrière la Russie (169 Gm3), la Norvège (101 Gm3) et le Canada (72 Gm3), le Qatar (97 Gm3). La production mondiale a atteint 3282 Gm3. L’Algérie ne figure pas parmi les 10 premiers, car, contrairement aux autres pays gaziers (hormis le micro Etat du Qatar, avec 100 ou 200000 habitants réels), l’Algérie est le seul pays à avoir, comme crédo, le gaz.

« Exporter le gaz, Exporter le gaz, Exporter le gaz, l’emploi, les jeunes, ce n’est pas notre problème, après tout ces jeunes ont une solution, l’exportation comme HARAGA » Ainsi naîtra un nouveau créneau pour le MEM, un nouveau marché après-pétrole (après 2018), l’exportation des HARRAGAS !!

En 2020, le nouveau tableau des exportations algériennes vers l’UE pourrait être Pétrole (zéro baril), GN (40 Mds m3), Haraga (1 million), Dattes BIO séchées à l’électricité solaire SUBVENTIONNEE.

Les différentes options pour l’utilisation du GN

Le gaz naturel est d'abord traité au niveau du champ. Ce traitement consiste à éliminer (au moins en partie) l'eau, les gaz acides (essentiellement CO2, et H2S ) et les hydrocarbures lourds (éthane éventuellement, GPL, condensats).Il est ensuite transporté, et éventuellement transformé, sous l'une des 5 formes suivantes : Commercialisation de gaz (domestique ou export) par gazoducs ,ou de GNL par méthanier ; Conversion en énergie électrique (Gas to Power) ; Pétrochimie à base de GN ou d’éthane composant du GN (plastiques, aliments pour bétails ou protein cells ,matières pour textiles, etc.) , y compris par les nouvelles filières (Gas To Olefins), et engrais ; Métallurgie (réduction directe du minerai de fer, aluminium, ferro-silicium, etc.) ; GTL, synthèse chimique par réaction de Ficher-Trop, et fabrication des produits pétroliers de qualité meilleure que ceux des raffineries (essence, kérosène /essence d’aviation, gas oil, huiles de base pour lubrifiants, etc.).

Les problèmes légués par CK :

L’Algérie est confrontée à des problèmes « immédiats » oubliés par CK dans sa lutte pour la privatisation globale et totale de l’espace pétrolier on shore, offshore et off –on shore ( ?). Les contrats d‘exportation de gaz arrivent à échéance (2013), à l’exception de G.

Les usines de GNL sont vieilles technologiquement et économiquement. En outre elles auto-consomment jusqu'à 20 % du GN alors que la moyenne mondiale est de 10 %, soit une perte de 3 Milliards de m3, ce qui correspond à la consommation de tous les ménages algériens !!Il suffit de remplacer un équipement, à remplacer dans les usines algériennes de GNL pour libérer gratuitement l’équivalent de 3 Milliards de m3, soit du GN gratuit pour toutes les ménagères algériennes et les résidentes non algériennes ? Compte tenu du prix du GN aux USA (ex principal importateur), soit entre 2 et 3 $/MBtu, faut-il construire d’autres usines de GNL ou non ? A quel prix en relation avec nos frères de Guinée Equatoriale ? Faut-il vendre du gaz à nos voisins ou l’exporter ? Faut-il vendre du butane à nos frères égyptiens pour leur permettre de vendre leur GN à la Syrie et …à Israël ? Faut-il continuer à investir dans l’offshore égyptien pour espérer trouver du gaz qui revient en tête de puits entre 2 à 4 $ /MBtu, soit 10 à 20 fois le coût du gaz algérien !!
 
L'effet gaz de schiste sur le marché du Gaz Naturel aux États-Unis.

L’Algérie dispose des 2 premiers types de gaz non conventionnels (gaz de schistes, tight gas dont gaz à accumulation). Ces ressources potentielles sont connues, estimées depuis longtemps, et c’est aussi le cas de beaucoup de régions (Algérie, Libye, Tunisie, Maroc, Sahara Occidental, Mauritanie). La concurrence GN-Gaz Non Conventionnels (gaz de schistes) sera importante dans les pays consommateurs, déficitaires en GN et disposant de très vastes ressources d’eau à coût faible. Pour le moment, aux USA, les coûts (prix en tête de puits) varient entre 3 et 7 $ / M Btu. L’annonce tonitruante faite à Houston par le représentant du secteur pétrolier algérien aurait pu aussi être faite par les autres pays de la région Afrique du Nord. Ils ne l’ont pas fait probablement parce qu’ils estiment les coûts de production assez élevés, soit au moins 20 $/M Btu, soit 100 fois le coût estimé du GN en tête de puits en AFN (dont Algérie). Cette annonce avait dû laisser pantois les nombreux spécialistes mondiaux qui savaient que l’Algérie dispose de 60 ans de réserves prouvées et probablement de 100 ans au moins de réserves potentielles, avec les coûts en tête de puits parmi les plus bas. A Houston, capitale du pétrole et ville voisine de Dallas, le responsable du secteur pétrolier algérien avait sûrement en tête, l’idée, incompréhensible et incohérente sur le plan stratégique, de signer un contrat de JV avec ENI, ce qui finalement fût fait et explique cet effet d’annonce digne de Dallas ou de CK. Dans 20 ans on dira encore que la montagne aura accouché d’une souris, mais d’une souris qui aura couté des dizaines de milliards de $ en SUBVENTIONS et autant en débit de la Balance des Paiements, et au bénéfice de ENI. Cette incompréhensible et grave erreur sera analysée dans un autre chapitre.

II. L’INDUSTRIE ALGERIENNE DU GN :

Evolution des réserves et de la production du GN algérien :

Les réserves algériennes ont augmenté et atteint les 159 Tcf (environs 4800 Mds m3), conséquence directe des découvertes de la décennie ’90 et de la loi 86-14 de 1986

EIA 2011 évolution des réserves de GN algérien
Le scandale du gaz.

EIA évolution de la production de GN algérien
Le scandale du gaz.

Evolution de la production et de la commercialisation du GN :

           Mds m3                             2006               2007              2008                2009                2010
Production brute                          195                  198                 201                  197                  192
Production commercialisée         88                   85                   86                     81                    84
Torchage                                          3,3                   4,7                  5                      5,5                    5
Réinjection                                      90                    93                  93                     95                     89
Shrinkage  (pertes, divers)          13                   16                   17                     15                     14

Source : OPEP

Ce tableau appelle 3 remarques : En dépit des slogans (discours, politique HSE, brainstorming, budgets de formation faramineux), la situation empire pour le torchage malgré une production pétrolière déclinante depuis 2006. La consommation domestique de GN par les ménages algériens correspond aux quantités torchées. Pire encore, les quantités de GN consommées par la pétrochimie algérienne (2 Mds m3 max) sont inférieures aux gaz torchés, et même aux surconsommations des usines de GNL (3 Mds m3 de surconsommations !). Les quantités réinjectées sont phénoménales et représentent presque la moitié du GN brut (associé et non associé) produit. Ceci est la conséquence de l’utilisation de méthodes traditionnelles (récupération secondaire et réinjection) au lieu et place de méthodes modernes, quoiqu’anciennes, de récupération tertiaire (CO2, produits chimiques tension actifs). L’utilisation de ces méthodes de récupération tertiaires auraient permis de dégager des ressources extraordinaires de GN et de l’utiliser comme matière première dans la pétrochimie, les engrais, la métallurgie (réduction directe du minerai de fer, aluminium). Dans ce cadre , il faut remarquer que le taux d’extraction de Hassid Messaoud est « rivé » à 15%, alors que la récupération tertiaire aurait permis de doubler (30% !) et même tripler ce taux (45 % !). Notre dignité nous impose de ne pas songer à ce que pensent de nous (??) les ingénieurs qui avaient découverts Hassi Messaoud, (dont un Prix Nobel d’économie obtenu consécutivement aux travaux sur Hassi Messaoud après 1956) ; Il est vrai que ce n’est pas un problème d’ingénieur mais de Management faussé par le système de Cooptation dans le secteur de l’Energie.

Comparaison production-consommation-réserves GN (Algérie-Afrique –Monde)

 
  Algérie Afrique Monde Rang Algérie Algérie
2010
Gcf
2009
2010
Production 2876 7111 104787 8 2988
Consommation
domestique
1016 3384 107245 28 1018
Réserves prouvées (Tcf) 159 494 6289 9 159
Source EIA 2011       1 cf (cubic feet) = 0,030 m3          1016 Gcf = 30,48 Gm3 (30,48 milliards m3) et 159 Tcf= 4770 Gm3 (4770 milliards m3) 

L’analyse de ce tableau montre 2 aspects importants qui confirment l’absence d’une politique gazière : Le ratio production sur réserves : il est de 1,8 % pour l’Algérie contre 0,014 % pour l’Afrique, région exportatrice. Il est même supérieur à celui correspondant au monde, 1,6 %, même si les pays OCDE produisent par souci d’indépendance énergétique et les non OCDE (Iran, Russie, Indonésie, Arabie Saoudite, etc) privilégient leur consommation domestique. La production gazière est trop forte (surproduction !!). Cela explique pourquoi les objectifs d’exportation de GN et GNL de CK (85 milliards m3 ! puis 100 milliards m3 !puis 85 milliards m3) n’avaient aucun fondement économique (le théorème de Hollington, basé sur la théorie du contrôle optimal nous donne le taux optimal d’extraction de GN !). Alors CK ? Économiste ou prestidigitateur ?
Le scandale du gaz.

Le ratio Consommation domestique / Production est égal à 35% pour l’Algérie contre 47 % pour l’Afrique (Nigéria, RSA, Egypte, Libye, etc.), ce qui confirme la faible valorisation domestique (emplois, valeur ajoutée supplémentaire, etc.) du GN.
 
Historique du GNL.

CAMEL (capitaux étrangers) fut la première usine de GNL construite dans le monde et les premières cargaisons à l’exportation débutèrent en 1964. Cependant, même si l’usine de GNL n’est qu’un grand réfrigérateur industriel (compression, échange, liquéfaction du GN à -160 °), elle utilise des aciers alliés coûteux.

2 types de procédés étaient en compétition : A Arzew, fut retenu le procédé Air Product (issu de la lointaine expérience des installations frigorifiques des Abattoirs de Chicago), avec des fluides caloporteurs mixtes (comme l’ammoniac puis le remplaçant du fréon dans les réfrigérateurs ENIEM), et à Skikda le procédé Technip –France, avec un système sophistiqué de mélange de fluides caloporteurs, mais si « idéal » sur le plan thermodynamique que ses automatismes n’ont jamais fonctionné. C’est, indirectement, ce qui a pu être à l’origine de la catastrophe du GNL de Skikda. Par ailleurs, sur un autre plan, l’Algérie, a aussi dû payer un lourd tribut aux 1éres expériences de Technip, avec une usine d’ammoniac (démarrage en 1969) qui n’a fonctionné qu’à 10 % pendant 15 ans au moins. Sur ce plan, il est curieux que CK ait consenti à « payer « à Technip quelques dizaines de million $, alors qu’en1998 on entrevoyait une issue favorable à Sonatrach)
Sonatrach disposait d’une capacité de 27,2 Mds m3, avec 18 trains de GNL repartis entre Arzew et Skikda, non compris les 3 trains qui ont explosé en Janvier 2004

Capacités de GNL Algérien

Algérie                                Bm3/y       mtpa            Démarrage      Situation
Skikda       GL1 KII              4.3             3.13            1972                 Operation
Arzew         GL4Z                1.5              1.10           1964                  Désaffectée
Arzew         GL1Z               11.2             8.20           1978                  Operation
Arzew         GL2Z               10.9             8.00           1981                  Operation
Arzew         Andalous         5.4              4.00           2012?                Construction
Skikda                                  6.1              4.50            2011?               Construction
 
 
Le Gaz naturel dans l’économie algérienne :
 
                                                                   2006            2007          2008             2009            2010
PNB (Mds $)                                              117               135           171              138               163                                                         
Exportations HC (M$)                               55                  61             79                45                 58
Dont exportations pétrole brut                38                  44             54                31                 38

(Source OPEP)

Les exportations gazières représentent presque 1/3 des exportations hydrocarbures. Cependant, en « volume calorifique », les exportations représentent beaucoup plus. Ceci s’explique par le fait que le GN est très sous rémunéré par rapport au pétrole. A capacité calorifique équivalente (exprimée par le Baril Equivalent Pétrole ou Bep), le marché rétribue le GN à 15 $/Bep ( soit 3 $/M Btu) contre 120 $/Bep, soit 8 fois moins. Cependant, à calories égales, les investissements (CAPEX) et les charges sont plus importantes pour la filière GN que pour la filière pétrolière à titre d’exemple, à capacité calorifique équivalente égale, on estime que les coûts de transport de la calorie de GN, dans le monde, est de 4 à 5 fois le coût de la calorie de pétrole brut. En Algérie, au niveau de l’entreprise nationale, et depuis 1992, l’absence de comptabilité analytique (cf. les déclarations de CK en 2001- 2002) voire de comptabilité tout court (cf. CCA 1998-1999) ne permettait pas de comprendre ces processus de gestion. Depuis 2011, un arrêté est venu corriger partiellement ceci, mais avec des ratios de coût de transport (pétrole versus GN) ridiculement faibles (soit 2 à 3).Ceci permet de comprendre 2 choses : En matière de gestion des ressources gazières, on ne sait pas où l’on est et où l’on va. Les modèles d’aide à la décision s’arrêteraient de tourner, car ils seraient bloqués par les équations dites de « comportement » du modèle. C’est ce qui explique les décisions dites stratégiques (vent/éolien, nucléaire, solaire, biomasse, hybride solaire, gaz de schiste) lancées en dépit du bon sens de la science économique et du calcul de rentabilité (micro et/ou macro) L’Algérie est probablement un cas unique dans le monde moderne, y compris en Afrique

Principales tendances pour la production algérienne de GN : EIA WEO 2005

Le scandale du gaz.

Ce scénario de EIA présupposait l’existence de ressources gazières à découvrir, ce qui est une hypothèse raisonnable, eu égard aux potentialités de l’Ouest Saharien
 
  1.  Analyse de la politique gazière :
Rénovation et autoconsommation des usines de GNL

Une commission d’enquête du MEM avait conclu en 1996 que les travaux ont connu un glissement de 3 milliards $, pour un contrat initial de 600 millions $, sans que les travaux n’aient eu de résultats (exemple autoconsommations maintenues à 20 % au lieu de 10 % contractuelles). Le comble est que CK a fait présenter aux JST 2002 une version contraire et totalement fausse (cf. site MEM –JST -Réhabilitation GNL))

Les surcoûts des usines de GNL en construction à Skikda et Arzew

Après l’explosion de l’usine GNL de Skikda (trains 10, 20,40), en 2004, le remplacement par une usine neuve était estimé entre 1 et 1,5 Mds $ dont moins d’une moitié à rembourser par les sociétés d’assurances. Selon l’étude « Natural Gas Market Review 2008 IEA »de l’Agence Internationale de l’Energie (EIA /IAE) En juillet 2007, pour ce projet, Sonatrach a signé avec Kellogg Brown and Root (KBR), du groupe Halliburton, un contrat EPC d’un montant de 2,88 Mds $, avec une capacité de 6,1 Mds m3 pour le remplacement avec extension de l’usine qui a explosé. Les sociétés d’ingénierie avaient pu observer avec dépit les nombreuses irrégularités dans l’attribution de ce contrat (idem à Arzew)
Le coût final du projet dépassera 3 ou 4 Mds $,… sans commentaires
 
Cependant, nous, nous ne pouvons ignorer les commentaires des experts de l’IEA qui, probablement sous l’emprise du dégoût, souligne le niveau excessif de ce montant, en considérant que l’Algérie fait pire qu’une certaine république bananière …

« The rehabilitation of the plant after the accident has been delayed by cost issues for almost three years. At the current estimate of USD 2.88 billion, the unit cost equates to USD 640 per ton of installed capacity, compared to USD 270 of the recently completed Equatorial Guinea’s first train. Skikda’s site » «The gas is very competitively priced at USD 270 per metric ton of capacity »
« Après l’accident, la reconstruction de l’usine a été retardée à cause de problèmes de coûts (entendre l’ascension de l’Everest) pendant 3 ans. Avec l’estimation actuelle de 2,88 Mds $, le coût unitaire de l’investissement équivaut à 640 $/T, comparé à 274 $/T pour l’usine récemment achevée en Guinée Equatoriale ».

« L’investissement gazier de la Guinée Equatoriale est raisonnable avec 274 $/T de capacité » C’était en 2008. Que doivent penser aujourd’hui, ces experts de l’IEA/OCDE, avec des montants actuels qui dépassent l’Everest !

Le citoyen algérien peut être consterné parce que la 4ème ou 5ème puissance gazière mondiale (selon production ou réserves), berceau de la 1ère usine de GNL du monde, puisse être ravalée en dessous de la Guinée Equatoriale, du régime honni de…. Ceci est extrêmement grave, mais ce n’est rien à côté des conséquences pour les citoyens durant les 40 prochaines années. En effet, compte tenu des prix du gaz insuffisamment rémunérateurs (3 à 6 $/M Btu), et compte tenu de la part de l’amortissement dans le coût du GNL, nous serons déficitaires à jamais.

Bien sûr, les artifices de comptabilité permettront de sauver la face (ghatti chems bi lghorbal). Encore un SSA (Syndrome Spécifiquement Algérien) ou autrement dit « casserole » CK avec matériaux Haliburton !
La même chose peut être dite pour l’usine de GNL d’Arzew
La même chose peut être dite pour l’usine ammoniac d’Arzew (Sofert- Orascom – « Le Caire Texas »)
La même chose peut être dite pour……….
La même chose peut être dite pour……….Etc. etc.
PAUVRE ALGERIE !!!

Les pratiques à l’exportation :

L’Algérie devra raisonner en terme de stratégie (coûts, prix, marges) et non en termes de placement de marchandises (ici le GNL) Une simple analyse de ce graphique, mais qui doit être confortée par des modèles (analyse de sensibilité et de risque, montre au moins 3 aspects essentiels pour la stratégie algérienne :

Le marché américain des importations de GNL n’évoluera plus dans le sens de la croissance. L’Algérie a perdu récemment ses parts de marché aux USA, au profit d’autres pays plus compétitifs (Trinidad, Qatar, Nigeria, etc.) En mars 2008, l’Algérie avait conclu un accord avec la société norvégienne Statoil pour que celle-ci écoule 3 Mds m3 de GNL algérien au terminal de Cove Point. Sonatrach avait-elle besoin de Statoil pour écouler son GNL aux USA ? Comment expliquer le déclin subit des exportations de GNL algérien aux USA ? Sans ces accords bidons, la Sonatrach aurait pu se « payer au $ symbolique » les nombreuses usines de regazéification américaines en quasi faillite. Cette cession de 3 Mds m3 contre l’entrée forcée de Statoil au capital de l’IAP (cf. …) montre qu’en guise de « politique gazière », les activités relèvent plutôt de « tâches d’épicier »

II faut orienter son GNL vers l’Europe en dépit de la meilleure compétitivité des pays du GCC, du Nigeria et de Trinidad, Du fait de la non rentabilité et de la non compétitivité du GNL algérien sur le marché asiatique (cf plus loin), et sauf pour des opérations spot, l’Algérie sera surpassée par les pays du GCC, l’Australie et l’Indonésie. Il faut fermer les anciennes usines de GNL qui, quoique (peut être ?) amorties, ne sont plus compétitives (autoconsommations de l’ordre de 20% contre 10 % pour l’ensemble des autres usines de GNL dans le monde).
Avant de penser aux exportations, réserver une part importante (30 à 50 %) pour la consommation domestique finale (ménages, industries, transports), hors consommations du secteur énergétique. Des modèles de simulation appropriés (micro, macro) permettront de valider ces propositions et de déterminer les quantités et valeurs optimales

Tarification de la consommation de gaz naturel domestique

Les décennies 70 et 90 : le coût d'opportunité était bas, voire négatif, du fait qu'une partie des gaz étaient torchées. Les prix du gaz ont été successivement corrigés durant la deuxième moitié de la dernière décennie de façon à assurer une transition continue en matière de prix (décret 96-41 du 14 septembre 1996). Le décret 98-265 du 29 août 1998 établissait pour la pétrochimie et les engrais (article 4) un prix minimal de 1780 dinars par 1000 mètres cube (base premier septembre 1998), soit 0,66 $. Il s'agissait explicitement d'un prix minimal de façon à donner à l'Algérie un pouvoir de négociation, s'adapter à l'évolution du prix du gaz dans le marché international et de la zone MENA, homogénéiser les niveaux de profit par rapport aux différents secteurs d'activité. En effet, un prix donné du gaz donnera des taux de rentabilité différents suivant le produit considéré. De même, du fait des consommations spécifiques (quantité de gaz consommée par tonne produite) le montant des exonérations était différent. Enfin, selon que le produit était directement exporté (ammoniaque par exemple) ou valorisé en Algérie (en urée, engrais complexe ou à base de phosphates), le bilan devises était complètement différent, voire négatif dans le cas de l'ammoniac, mais important dans le cas de sa valorisation en urée, DAP ou nitrophosphates

Le bilan des décennies 80 et 90 : la leçon tirée était que la valorisation industrielle de gaz était rentable dans les autres pays d’Asie, sauf en Algérie. Les conditions nécessaires étaient une gestion efficiente garantissant des taux de fonctionnement supérieur au seuil de rentabilité (point mort).Pour des raisons de compétitivité, il était indispensable de recourir à des capacités de taille mondiale d'où la contrainte de commercialisation. À cet effet, on ne comprend pas pourquoi des entreprises algériennes ont recours à un partenaire étranger pour assurer la fonction commercialisation alors que c'est une fonction totalement banale quand il s'agit d'un produit compétitif, comme c'est le cas dans les entreprises pétrochimiques du Moyen-Orient.

Les années récentes : Le prix du gaz (décret 05-128 du 24 avril 2005) a été ramené à 1560 dinars par 1000 mètres cube (0,57 $), avec un taux de escalation de 5 % par an, ce qui donne un prix du gaz égal à 0,88 $ pour la période de 1012, c'est-à-dire l'époque d'entrée en production des projets actuels. Ce décret sur le prix domestique du gaz s'écartait de l'esprit du précédent décret de 1998 avec la souplesse de la détermination du prix qui prévoyait un prix plancher et évolutif (prix minimal) le décret de 1998 pouvait s'adapter dans le temps et par rapport aux différents secteurs d'activité. Ceci n'est pas le cas pour le décret de 2005.Dans son esprit, le décret de 1998 limitait dans le temps la durée d'application de la formule. Il était prévu que l'élaboration du prix portait sur une période d'environ 10 années au lieu de l'esprit du décret de 2005 qui considèrent une période de 20 années, voire plus.

Les projets ayant bénéficié du décret de 2005 sont tous originaires du Moyen-Orient (Emirats arabes unis, Oman, Egypte). Il présente les insuffisances suivantes qui ont conduit à l'apparition de superprofits et l'absence d'avantages économiques pour la nation. Les partenaires sont des entreprises nouvelles dans les engrais (Orascom d'Égypte, Bahwan d’Oman) ou d'autres qui subissent des contraintes sévères pour leur devenir (absence de gaz disponibles à prix compétitifs dans leur pays, problèmes de financement). Recours à la pratique de la surestimation de l'investissement pour supprimer le risque industriel et être dans une situation absolue de gagnant vis-à-vis de la partie algérienne qui devient perdante structurellement), favorisée par le non recours à la procédure d'appel d'offres pour le choix des partenaires (gré à gré).

Forces et faiblesses de la partie algérienne :

Avec la Libye, l'Algérie est le seul pays à disposer d'un gaz avec un coût d'opportunité variant de un à 4 $/mBtu. Pour l'ensemble des autres pays de la zone du golfe, qui disposait de coûts similaires à l'Algérie, les nouveaux coûts d'opportunité seront supérieurs ou égaux à 4 $/mBtu. Mais ceci est contraint par la faible capacité managériale pour préserver les intérêts algériens et gérer les participations minoritaires. (cf projet d’éthane Sonatrach Total signé à 7 Milliards par Sonatrach en 2007, montant ramené à 4,5 Milliards $ après une réunion en janvier 2010 entre Total et le MIPI Ministère de l’Industrie (+ le Consultant MIPI), en l’absence de Sonatrach ). L’absence de contrôle face à la surestimation de l'investissement par les parties étrangères et à la maximisation des mesures incitatives et des surprofits, l’absence de procédure et de moyens de calcul (estimation des coûts, l'évaluation financière, évolution économique) au niveau des opérateurs industriels algériens et des agences concernées, l’interprétation laxiste des formules de détermination du prix du gaz algérien, l’incohérence dans la mise en œuvre, d'ailleurs impossible, du dernier décret sur le prix du gaz (décret numéro 07-391 et décembre 2007).

Absence d'industrie pétrochimique à base de gaz durant les 20 dernières années :

La nécessaire création d’emploi et de richesses productives oblige à ne pas répéter les erreurs du passé et tirer parti de manière sûre et efficace des rares avantages comparatifs dont l’Algérie dispose, c'est-à-dire les hydrocarbures.

Parmi ces hydrocarbures, le gaz naturel constitue un atout indéniable car les réserves de gaz, en terme d’années d’autonomie, sont plus importantes que celle du pétrole, la rente gazière est plus faible que la rente pétrolière (1), voire même proche de zéro pour certaines filières de traitement du gaz, la rentabilité de la chaîne gazière est moins élevée que celle du pétrole, mais aussi plus capitalistique, le coût d’opportunité du gaz est beaucoup plus faible que pour le pétrole. Il est même négatif pour certains gisements de gaz et très faible (par rapport aux prix du marché) pour le gaz associé au pétrole, et qu’en tant que matière première, le gaz présente un coût spécifique (coût à la tonne du produit consommateur de gaz) plus faible que le pétrole. Ceci restera valable tant que les prix du gaz seront indexés sur le fuel-oil et le pétrole

Comme matière première, le gaz intervient dans un très grand nombre de filières, ce qui n’est pas le cas du pétrole. Ainsi, le gaz l’emporte sur le naphta tant techniquement qu’économiquement. Sur le plan environnemental, le gaz est nettement préféré. Enfin sur le plan du développement durable (2), le gaz l’emporte nettement sur le pétrole (60 années de réserves mondiales contre 40 pour le pétrole et des réserves possibles considérables). Pour ces raisons, le gaz naturel constitue une chance certaine et unique pour l’Etat algérien, soucieux de mettre en œuvre une politique industrielle ambitieuse car devant assurer, en une décennie, la transition vers un système nécessairement efficient et contraint par les règles de la concurrence et de la rentabilité. L’importance de modèles, de planification (cf. expérience du modèle polonais mis en œuvre au MEM en 1986) et d’allocation de ressources, modèle de tarification pluri énergétique lorsque ‘ il est utilisé comme OUTIL d’AIDE A LA DECISION.

L’histoire montre que le non développement de certains pays s’explique plus par la non décision, dûe à l’absence d’instruments de mesure et d’objectifs quantifiés, que par la rareté des ressources (Michael PORTER)

  1. LES ATOUTS
Nous ne détaillerons (confidentialité ?) pas tous les atouts de l’Algérie en matière de gaz cars ils sont potentiellement générateurs de suffisamment de richesse pour la Nation et « quasiment éternels (au sens économique c'est-à-dire jusqu’à ce que leur valeur économique deviendra nulle ! Ce sont 60 ans de réserves avec des couts très faibles, des ressources potentielles au moins équivalentes, et à l’instar de la Libye, de la Mauritanie, du Maroc, du Sahara Occidental, des gaz non conventionnels en quantités incommensurables mais avec des coûts pour les 15 prochaines années prohibitifs (et la contrainte EAU et les contraintes environnementales !!)

On peut considérer que si, de 2015 à 2030, l’Algérie perdait son statut de pays exportateur de pétrole (éclipse de 15 ans mais gare au FMI) qu’elle retrouverait en 2030, alors le Gaz lui donnerait en partie les moyens indispensables en financement et en industrialisation (mais seulement 20 % du pouvoir du pétrole a calories égales! A ce sujet, il faut dire que l’Algérie du Nord n’a pas encore dit son dernier mot en matière de ressources pétrolières mais que du fait du « sur-place » et des pseudos valses de CK, elle ne répondra aux besoins pétroliers de l’Algérie qu’après 2025 (pas avant 15 ou 20 ans).

 
  1. LES DEFIS
 
L'absence de politique gazière : ce sont seulement des objectives exportations (85 milliards de mètres par an ou 100 milliards de mètres par an ou autre message de marketing) en guise de stratégie gazière. Une véritable politique gazière est celle qui se donne des objectifs stratégiques de maitrise de chaine de valeur, de maximisation des marges et des profits, de minimisation des coûts, de domination de marché, de pouvoir de négociation bilatéral et multilatéral et, last but not least, de VALORISATION INDUSTRIELLE ENDOGENE du GN. Au lieu de cela, la politique EXOGENE de CK a été de donner des objectifs « d’épicier » (i.e. Trader SH) en termes de m3 ou de litres ou barils. Pour le gaz, il visait l’exportation de 85 Mds m3/an puis 100 Mds m3, puis 200 Mds m3 s’il était resté en fonction. A côté de ce « programme d’épicier » rien n’avait été dit sur les coûts (CAPEX, OPEX), les profits, les parts destinées à l’industrie nationale et l’emploi de notre jeunesse qui ne demande qu’à travailler, créer une famille, être heureuse dans ce merveilleux pays au climat californien !
Pour l’exploration pétrolière (cf. articles précédents), rien n’est assis sur les objectifs de coûts, de profits, de rentabilité, de maitrise technologique, rien de tout cela, mais des objectifs de 10, 20, 50, 100 puits au km2. En fait, en guise de politique pétrolière, que des objectifs de trous à forer, de trous, de trous.
Il faut lire et relire les articles de ces experts qui ont servis l’industrie pétrolière algérienne pendant plus de 40 ans, tels M Krissat Abdelaziz qui déclarait (El Watan du 10/12/08):
« Le rythme actuel d’extraction du pétrole brut, soit 1,5 million de barils par jour (ou 75 millions de tonnes par an) est-il compatible avec une gestion rationnelle des réserves ? N’y a-t-il pas risque d’en réduire la durée de vie prématurément ; et permet-il une récupération de ces réserves et une conservation des gisements optimales qui ne compromettent pas les besoins des générations futures ? La rentabilité obtenue dans l’exportation du gaz naturel, principalement dans sa forme liquéfiée (GNL), justifie-t-elle la poursuite d’un programme de vente aussi ambitieux (85 milliards de m3) ? Ne faut-il pas limiter la production de gaz naturel pour l’usage exclusif du marché intérieur ? Le corollaire des deux interrogations précédentes concerne le programme d’exploration : si l’on doit réduire la production d’hydrocarbures (pétrole et gaz) afin d’optimiser la durée de vie des ressources et leur taux de récupération, ne faut-il pas réaménager, par voie de conséquence, ce programme d’exploration dans ses objectifs et dans ses modalités de réalisation ? »
« Un choix plus judicieux des projets pétrochimiques, en ne privilégiant que ceux qui ont un effet d’entraînement indéniable sur l’intégration économique nationale, et particulièrement sur l’agriculture. Sonatrach a récemment conclu trois importants accords de partenariat avec des firmes étrangères pour produire 11 700 tonnes d’ammoniac et 10 450 t d’urée par jour, nécessitant des investissements de 5,5 milliards de dollars, dont 80% sont financés par des fonds algériens (4,2 par les banques publiques et 0,75 par Sonatrach) et 20% par les partenaires étrangers qui détiennent 51% des parts (8). Quel intérêt y a-t-il pour Sonatrach à participer à des projets dans lesquels le gaz, dont la consommation va atteindre près de 7 milliards m3 par an, est cédé au partenaire étranger à des conditions très avantageuses par rapport au marché international qui vont engendrer une forte pollution de l’environnement (l’ammoniac est un produit toxique qui menace les sources d’eau potable et l’écosystème aquatique) et qui aboutissent à l’exportation de la plus grande partie de la production pétrochimique dont la commercialisation par des sociétés off-shore n’aura aucune incidence sur la fiscalité nationale. De plus, les projets pétrochimiques, d’une façon générale, ne sont pas réputés être créateurs d’un grand nombre de postes d’emploi. Sonatrach a-t-elle besoin d’arrondir, à ces conditions, son chiffre d’affaires devises qui a atteint 57 milliards de dollars en 2007 et qui va sensiblement croître en 2008 ? »
« La réduction des exportations de gaz naturel dont la rentabilité commerciale, très en deçà de celle du pétrole brut, n’est pas évidente en raison du niveau de rémunération du prix de vente actuel du gaz et de l’investissement particulièrement lourd requis par ces exportations. A moyen ou long terme, la production de gaz naturel devrait être circonscrite à la satisfaction des besoins locaux tant que les conditions économiques du marché mondial ne sont pas plus avantageuses pour l’exportateur »
 
Les défis sont nombreux du fait de l’absence de politique gazière :
Valoriser le complément puis le substitut aux réserves pétrolières domestiques finissantes, corriger les surcoûts des amortissements des usines nouvelles ,améliorer la chaîne de valeur du gaz naturel, la volatilité (cycle long) et le niveau très bas des prix de gaz naturel, anticiper par la gestion temporelle de l'appareil de production (usines de GNL vieilles), veiller à la maximisation de la rente gazière, relancer et développer la pétrochimie, corriger les graves erreurs passées des contrats SSA hors nature ( engrais, pétrochimie, aluminium, réduction du minerai de fer)
 
  1.  LES AXES ET OBJECTIFS D’UNE STRATEGIE GAZIERE
La nécessité d'un virage à 180 % de la politique gazière
La diminution des moyens de financement du budget de l’Etat (fonctionnement, équipement) entrainera les processus de régulation « naturels » prévus par les lois de l’économie. Cette diminution entraine des situations critiques. Mais les conséquences les plus graves sont celles en relation avec « l’extérieur » exprimées à travers le solde commercial et la balance des paiements. C’est pour cela qu’il faut garder constamment à l’esprit ces 2 agrégats économiques : solde commercial, balance des paiements (dont les services !!!)
S’agissant de l’économie algérienne, et grâce (ou à cause de) à la part minuscule des exportations (1% ? 2 % ?) équivalente à l’erreur statistique des modèles, on peut sans se tromper confondre importations et échanges hors hydrocarbures (importations + exportations hors hydrocarbures) L’analyse de ces agrégats, à travers les tableaux ci-dessous, montre l’augmentation continue, année après année, des importations. Dans combien d’années atteindront elles les exportations (nettes de services) des pétroles ? Avec un doublement de 2006 à 2010, il faudrait 4 à 5 ans .Du fait de la volatilité (cf. ci-dessous) de la balance des paiements algériennes (fonction de la seule donnée exogène, le prix du Brent), on peut se demander à quelle année le syndrome 1994 (en Afrique sub-saharienne, il s’appelle « la maladie de l’ajustement structurel ») surviendra en Algérie ? 2015 ? 2016 ?
 
 Million $ 2006 2007 2008 2009 2010
Importations 21456 27631 39181 39294 40212
Balance comptes courants 28950 30640 34450 520 15104
Source : OPEP

Objectifs stratégiques :

Management : exiger des RH et des méthodes dignes d’une NOC.

La compétitivité de la pétrochimie issue de l'éthane :

Sur le plan de la compétitivité économique, un vapocraqueur à base d'éthane présente un coût d'exploitation (cash cost) compris entre 150 $ /T d'éthylène (région MENA) et 638 $ /T en Amérique du Nord. Le cash cost d'éthylène à base de naphta est de 600 $ /T pour un pétrole brut à 90 $ /bbl.

Le prix de vente de l'éthylène qui était en moyenne compris entre 400 et 500 $ /T durant la décennie passée, s'établit actuellement à plus de 1400 $ /T.
Ceci explique que la part de l'éthane dans la production d'éthylène passera de 28 % (2004) à plus de 32 % (2009) contre 53 % pour le naphta (2009).
Le taux de croissance de la demande en éthylène est lié au taux de la croissance économique globale. Il atteint 4,3 % pour un taux de croissance économique global de 3 %.
La structure du marché européen, vis-à-vis duquel l'Algérie dispose d'un avantage comparatif absolu à travers l'éthane, comporte les débouchés suivants : les polyéthylènes LDPE (29 % du marché UE), HDPE (22 %), LLDPE (8 %), ainsi que le MEG pour les fibres polyester (10 %), le polystyrène (7 %), le PVC (14 %), etc.
 
Pour la période 2005 à 2010, 20 projets sont réalisés au Moyen-Orient :
Les exportations d'éthylène du Moyen-Orient ont atteint 6 MM T/An d'éthylène nets en 2005 Elles passeront à 20 MM T/An en 2010, soit plus de 40 milliards $ par an.
 
Du fait des coûts de transport élevés, l'usage de l'éthane est très captif. Il est en grande partie consommé dans la région d'extraction et vise essentiellement la fabrication d'éthylène.
Les échanges annuels avoisinent 36 à 40 MM T/An.
Le potentiel d'éthane extractible dans le monde est de trois fois supérieur à ce niveau d'échange (plus de 120 MM T/An).
 
L'éthane produit dans ces pays est extrait du gaz naturel (gaz sec, ou gaz humide, ou gaz associé au pétrole). En théorie, il peut être extrait du GNL, mais cette solution trop coûteuse n'est pas économique mais reste gravement risquée en cas d'arrêt de l'usine de GNL (explosion, obsolescence, fin de vie). Ainsi, l'Algérie se singularise du monde industriel universel en retenant cette solution d'extraction d’un risque inacceptable à partir des usines de GNL (projet Sonatrach destinée à TOTAL)L’éthane est utilisé comme matière première principalement dans trois régions : Moyen-Orient (75 % de l'éthylène produit), Amérique du Nord (50 %), CEI (27 %).Il est consommé en proportion plus faible en Europe (6 %) et en Asie (10 %), d'où la complémentarité des besoins européens avec l'éthane algérien transformé sur place.
 
Les changements de conditions économiques entre 2000 (et avant 2000) et 2005 ont bouleversé la donne. Le coût d'extraction de l'éthane (hors fiscalité) est de l'ordre de 2 à 4 $/ MM BTU (soit 96 $ /T à 192 $ /T). Le prix de vente de l'éthane est passé de 150 $~200 $ /T (période 1990 à 2002) à 700 $ /T (14,5 $ / MM BTU) durant ces dernières années.
Ce nouveau niveau de prix est appelé à durer du fait de la baisse des ressources en éthane dans le monde et de la hausse des prix des produits pétroliers sur le plan stratégique, ces changements nous obligent à ré analyser l'opportunité du processus d'extraction de l'éthane et de sa valorisation en éthylène en vue de développer une industrie pétrochimique en aval.
 
En fait, il ne s'agit seulement que de faire ce que les pays du Golfe, l'Iran, et le Venezuela font depuis des décennies, dans l’intérêt de leur Nation.

L’intérêt de l’Algérie en général, et de la jeunesse en particulier (emplois, ressources, logement, famille), exige le lancement immédiat du projet « Extraction de l'éthane à Hassi Messaoud et pétrochimie aval (5 usines d’éthylène, 20 usines de 1ere et 2eme génération, 50 à 100 voire 500 PME/PMI toutes privées algériennes.
L’éthane algérien peut être extrait en différents endroits.

Le site de Hassi Messaoud est idéal car du fait de la durée de vie satisfaisante du gisement de Hassi Messaoud (y compris l'augmentation attendue du taux de récupération), le projet industriel n'est pas limité par l'horizon économique. La proportion d'éthane à extraire est supérieure à 3 fois celle des autres sites car il s'agit de gaz associé de pétrole (concentration 3 fois supérieure à celle du gaz de Hassi R’Mel). Le gaz associé étant réinjecté, l'extraction de l'éthane n’est contraire à aucun engagement de l'Algérie avec un client consommateur de gaz.
Le scandale du gaz.

L’extraction d'éthane doit être accompagnée de la résolution des problèmes techniques liés à l'exploitation optimale des compresseurs dans l'injection de gaz associé, problème technique totalement ordinaire, et d’autres petits problèmes techniques.

Le potentiel d'éthane récupéré permet d'équilibrer les investissements en usines et gazoducs (éthanoduc).
 
Les effets économiques sont nombreux, sur la Balance devises, avec un solde net de 8 milliards $ par an en hypothèse basse et 10 milliards $ par an en hypothèse moyenne, sur les
Emplois directs avec plus de 5000 emplois à qualification très élevée.

La pétrochimie génère 10 emplois indirects et induits, d'où un potentiel de 50 000 emplois (y compris la sous-traitance, les PMI) et des effets certains sur le développement technologique.
À titre d'exemple, les sociétés arabes de pétrochimie (Sabic) ont pu développer des centres de Recherche et Développement dans leur propre pays ainsi qu'aux États-Unis (Houston) et en Europe (Pays-Bas).
 
Un autre programme gigantesque et urgent consiste dans le Développement accéléré du Gaz Naturel Comprimé (GNC / NGV) en substitution au gas oil importé et, par l’intermédiaire du méthanol, le développement de la production des essences oxygénées (par conditionnement des essences vierges des raffineries locales) en remplacement des essences importées
Nous citerons aussi le développement de la pétrochimie (à base de gaz naturel, butane, propane), le développement d'un tissu industriel compétitif accès sur les avantages comparatifs renforcé par une synergie de nature endogène (minerai de fer, phosphates, autre minerai potentiel stratégique), la contribution (pouvoir de négociations axées sur les avantages comparatifs) la création de pôles industriels maghrébins concurrentiels de taille et de niveau mondial (engrais, sidérurgie, métallurgie, mécanique, textile, etc.)
 
VII   CONCLUSION :

La politique gazière s’est focalisée sur les exportations de gaz en ignorant les calculs économiques simples ainsi que les lois et méthodes fondamentales de l’Economie
Ce faisant cette politique, ou absence de politique, a donné lieu à la main mise de « trader-épiciers » sur ce qui devait être une politique endogène et algéro-algérienne
La fin prochaine des exportations pétrolières nous obligent à retrouver des comportements politiques et scientifiques sains, rationnels, et orientés vers un avenir meilleur pour notre jeunesse
Les innombrables projets ne manquent pas et la chaine de valeur est riche et ne demande qu’à être maitrisée (pétrochimie, GNC, engrais, DRI, textiles, pneumatiques, aliments pour bétail, etc.)

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Bio Express :
* Ingénieur Civil des Mines (Nancy) et Ingénieur économiste pétrolier (ENSPM/IFP). DEA Stat Math (ISUP –Paris) et Dr Science Eco (Dijon) Ali Kefaifi a exercé des responsabilités dans le secteur des hydrocarbures et de la pétrochimie.
- Chercheur RO (Oxy- Occidental Petroleum)
- Ingénieur production (vapocraqueur Carling/ Total)
- Directeur CMPK (Sonatrach /Skikda)
- Directeur projets (Uhde/Hoechst)
- Directeur projet (Rasco –Libye)
- Directeur Stratégie /Dévt. (Fonds Chimie-Alger)
- Conseiller et Directeur Stratégie (Ministère Energie- Alger)
- Président SGP
- Consultant Stratégie /Investissements (MIPI- Alger)



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